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中国国电集团公司文件国电集生[2011]269号关于印发《火电机组运行优化导则（试行）》的通知有关分（子）公司:现将《火电机组运行优化导则》（试行）印发给你们，请结合实际认真贯彻落实。
二○一一年四月二十八日— 1 —火电机组运行优化导则（试行）1 总则1.1 为推动火电机组节能降耗工作深入开展，指导和促进火电企业节能降耗各项措施的实施，制定本导则。
1.2 火电机组运行优化技术是以最优化理论为指导，依据机组主辅机设备实际运行情况，从运行角度入手，通过全面优化试验的结果及综合分析，制定切实可行的操作措施，使机组能在各种工况下保持最佳的运行方式和最合理的参数匹配。
1.3 运行优化应在设备健康状态良好、确保机组安全稳定的条件下进行。
缺陷管理是设备健康状态保证基础，应严格执行缺陷管理制度；机组负荷和煤种变化对运行方式优化有较大影响，应根据实际情况，在机组运行主要的负荷区段，燃用实际煤种情况下，开展运行优化工作。
1.4 运行优化的内容包括全厂的运行管理及机组主辅系统的运行方式优化，重点是锅炉、汽轮机组及相关辅助系统的运行优化和设备治理。
1.5 汽轮机组运行优化的目的是提高各负荷下汽轮机和热力循环效率，降低辅机耗电率。
主要通过提高机组通流效率、凝汽器真空，减少系统泄漏和冷源损失以及优化进汽参数、辅助系统和辅机运行方式等手段来实现。
1.6 锅炉运行优化的目的是提高锅炉效率，降低锅炉辅机— 2 —耗电率，优化各负荷下蒸汽参数。
主要通过提供相对稳定且满足锅炉运行要求的燃煤，维持良好的燃烧状态，保持受热面烟气侧和汽水侧清洁，合理的参数控制，采用良好的保温以及优化辅机运行方式等手段来实现。
1.7 本细则主要适用于300MW及以上燃煤发电机组，其它可参照执行。
2 运行管理2.1 指标管理加强能耗指标过程管理。
根据年度供电煤耗、厂用电率计划目标，应逐月分解落实；在执行过程中，做到闭环管理，及时控制偏差。
细化对标管理。
以全国、集团公司、分子公司（所属区域）三个层面，对照同类型先进和自身设计水平，深入开展对标工作，查找不足，分析原因，制定措施，提升指标。
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。
但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。
为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。
关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。
其中32台机组需投油稳燃。
2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。
主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。
3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。
依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。
（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。
风力发电机组的控制与优化一、引言近年来，随着环保意识的逐步增强以及各国政府对可再生能源的大力支持，风能发电成为了越来越流行的一种发电方式。
然而，在实际应用中，风力发电的效率往往受到很多因素的影响，如风速、风向、空气密度等等，因此如何控制和优化风力发电机组的运行方式，提高发电效率，成为了当前亟需研究的问题。
二、控制风力发电机组的关键技术1. 风机转速控制风能发电的关键在于利用风力驱动风机旋转，从而带动发电机发电。
因此，控制风机的旋转速度是整个风能发电过程中最关键的环节之一，也是影响发电效率的重要因素之一。
通常情况下，为了提高发电效率，风机控制系统会把风机旋转速度控制在一个合理的范围内，避免过快或过慢导致发电效率下降。
2. 风向控制风能发电的效率往往取决于风速和风向的变化，因此在进行风力发电的过程中，需要对风向进行精细控制，保持风机在适宜的方向上运转。
一般来说，风机控制系统会通过各种传感器和检测设备，及时获取风向信息，并对风机的控制进行调整，以提高发电效率。
3. 功率输出控制风力发电机组的功率输出控制是风能发电过程中的一个重要环节，对于提高发电效率和减少损耗具有重要意义。
通常情况下，风机控制系统会根据风速、转速和负载等因素，实时控制发电机的功率输出，从而实现优化运行。
三、优化风力发电机组的运行方式1. 系统故障诊断和维护在进行风力发电的过程中，由于受到各种因素的影响，风机控制系统可能会发生各种故障，进而影响到发电效率。
因此，对风机控制系统进行实时的故障诊断和维护，及时修复故障，对于提高发电效率至关重要。
2. 多变量智能控制传统的风能发电控制方式往往采用单变量控制，即以单个参数作为控制变量，如风速或转速。
这种方式的缺点是无法精确地控制风力发电的各个环节，从而影响到整个发电效率。
相比之下，多变量智能控制可以同时考虑多个因素，如风速、风向、转速、负载等，通过对多个因素进行综合分析和优化调整，实现整个系统的高效运行。
350MW机组节能降耗优化运行摘要：2×300MW汽轮机为东方涡轮厂制造的超临界压力涡轮，限热生产公司，cjk 350-24.2/0 . 4/566/566型:超临界、单中温、双缸、七级回热、间接空气冷却涡轮但是，由于煤炭供应最近有所增加，煤炭价格居高不下，为了进一步降低成本，减少能源消耗，减少电力煤炭消耗，1号机组的运行方式得到优化。
电力利用率和煤炭消耗是发电厂的重要指标，因此需要加强设备治理，寻找调整办法，并努力监测经济指标，以达到设计价值。
确保安全，加强维护管理，实施状态维护，提高维护质量和设备可用性系数；加强运行管理，通过价值竞争活动确保运行参数红线的运行；加强燃料管理和监督，精简库存，减少消耗；改善水资源的再利用，减少用水。
对于我公司单位的实际情况，设定目标值，降低厂用电量和供煤消耗，加强煤炭管理，保证煤炭供应稳定，提高煤炭质量，缩小热值差，控制单价找出机组指标完成值达不到设计值的原因，采取有针对性的措施，集中精力开展优化运行方式的工作。
加强对小指标的监测，建立业务分析和调整的标准化机制，以确保该股的所有系统始终以最佳方式运作。
关键词：350MW机组；节能降耗；优化运行引言当前，我国电力改革持续深入推进，在电力企业的经营发展过程中，需要着重针对自身的机械设备不断地改进和完善，特别是针对大型机组汽轮机本体而言，要进一步优化和完善，在科学技术的推进之下，充分实现改造创新，有效融入节能环保的相关理念，以此实现节能改造，为资源能源消耗的有效减少和生产质量的切实提升提供必要支撑，同时，也要着重关注在当前的大型机组汽轮机本体运行过程中往往存在一定的问题或者不足，有比较大的能耗。
在这样的情况下，需要进一步明确相关问题然后提出和落实相应的节能改造措施，进而使大型机组汽轮机呈现出更加良好的节能降耗效果。
1感性负载进行功率补偿的原理在油气田站库的生产、外输等过程中，加装无功补偿装置采取两级补偿配置的补偿方式。
机组优化运行方案介绍机组优化运行方案旨在将发电机组的运行效率和可靠性提高到最大程度，降低运行成本，增强发电厂的经济和环保效益。
因此，机组优化运行方案对于发电厂的正常运营和发展具有非常重要的意义。
优化方案机组优化运行方案是通过对机组的调度、控制和维护，使机组在保证满足系统调度要求的前提下，尽可能地提高机组的发电效率和可靠性。
下面列出几个主要的优化方案：1. 机组调度优化机组调度优化是指在满足系统调度要求的前提下，对机组的启停、负荷分配以及运行方式等进行合理的调整和安排，以达到降低发电成本的目的。
2. 控制策略优化控制策略优化是指根据机组的特点和运行状态，合理地制定控制策略，并采取有效的控制措施，使机组的性能得到最优化的表现。
3. 维护保养优化维护保养优化是指加强机组的设备检修和维护，保证设备的完好性和可靠性，减少停机时间，提高机组的可靠性和稳定性。
4. 工艺优化工艺优化是指在机组的运行过程中，对原理和工艺流程进行优化和改进，提高机组的效率和性能，达到能源的最大利用。
优化效果机组优化运行方案可以取得以下效果：1. 降低运行成本通过优化方案，可以使机组的燃料消耗量和损耗降低，从而降低运行成本。
2. 提高经济效益通过优化方案，可以使机组的发电效率、可靠性和稳定性得到提高，从而提高发电厂的经济效益。
3. 增强环保效益通过优化方案，可以减少机组的排放量，降低对环境的污染和损害。
总结机组优化运行方案是发电厂提高经济和环保效益的重要措施，可以实现降低运行成本，提高经济效益和增强环保效益的目标。
因此，发电厂应该制定合理的机组优化运行方案，并积极实施方案中的各项措施。
负荷深调运行方式优化86研究与探索Research and Exploration ·工艺流程与应用中国设备工程 2023.12 （上）安排配煤掺烧工作，防止锅炉结焦。
2.1.2 深度调峰升、降负荷的操作及注意事项发电机组负载降至50%时,可采用空预器的持续吹灰,以减少空预器积灰。
若发电机组负载低于40%工况，则发电机组AGC 正常工作投入使用，而发电机组负载率则根据正常运行下降的负荷量计算。
此时，发电机组仍处于四套制造粉丝系统工作状态，炉内火焰充满率相对而言较好，锅炉燃烧比较平稳,较大的变负荷率也不会危及发电机组安全。
当温度降到20%，仅有三套制造粉丝系统工作，则按照炉内的实际情况相应减小机组变负荷率，减少了设备变动块，造成燃烧比较不平稳，危及了发电机组的安全。
低负荷（20%）工况下制粉系统启停的控制要点在于煤量、水量、风量变化的稳定，逐步平稳增、减给煤量、水量、风量，避免出现的突增突减情况，造成水冷器，过、再热器壁温超限或者炉内燃烧工况突然恶化情况。
在机组升降负荷、启停制粉系统时应密切关注锅炉掉焦情况，做好防止锅炉掉焦造成水冷壁壁温超限及分配集箱进口温度高的调整措施。
2.1.3 深度调峰安全稳定运行及管理的控制策略（1）提前完成机组定期工作。
深度调峰期内，不得进行对锅炉燃烧造成干扰的现场试验操作，同时避免一切不合理作业，所有操作应当进行规范，需要的日常作业应当及时进行。
（2）提高锅炉深度调峰稳燃能力。
深度调峰期间，根据给煤量控制磨煤机风量，严格控制磨煤机风煤比，防止一次风量过大造成燃烧器脱火以及防止一次风压过低造成一次风管积粉。
调整磨煤机煤粉细度、提高磨煤机出口温度，强化炉内燃烧。
开展氧量调整，合理配风，确保煤粉燃尽；加强燃烧监视，发现燃烧不稳、火检强度低、炉膛负压波动大等情况，及时增投等离子稳燃。
（3）控制环保参数不超标。
SO 2、烟气排放数量和水平是随着机组压力、进炉煤量不同而改变的。
热电厂机组运行优化方案一汽集团热电厂现有运行机组9台，总装机容量91MW，其主要职责是满足一汽集团生产用热、采暖供热和厂区电负荷的需求。
在实际运行中，生产用热、采暖供热、机组发电负荷三者之间相互偶合、互相制约，很难同时满足一汽集团的需要,一般情况下是以牺牲机组发电量的方式满足生产、采暖的用热需求.因而，如何更好的调控三者之间的关系，实现机组优化调整，创造更大的经济效益，对一汽集团热电厂具有更好的实践意义。
一、热电厂运行现状1、生产用热一汽集团的生产用热包括东厂区、西厂区、锻造、铸造、高温水生产用热.随着一汽集团生产任务的变化，生产用热量也随之发生变化。
一般而言，工作日(周一至周五）的生产用热量要高于休息日（周六、周日）,白天的生产用热量要高于夜间的生产用热量.下图为2006年11月1日至15日的生产用热曲线.2、采暖供热一汽集团的采暖供热包括东宿舍、二宿舍、东厂区、西厂区、老厂区的采暖供热。
其中东宿舍、二宿舍为一汽集团生活区采暖，东厂区、西厂区、老厂区为厂房采暖.一般而言，随着室外平均温度的降低,热电厂的采暖供热量随之增加。
下图为2006年11月1日至15日的采暖供热量曲线。
在热电厂采暖供热量中，生活区采暖供热量大约占80%，厂区采暖供热量大约占20%.3、机组发电负荷机组发电负荷中，部分用于热电厂自用，其余部分用于满足一汽集团的厂区负荷。
机组发电负荷也具有工作日高于休息日,白天高于夜间的特点。
下图为2006年11月1日至15日的机组发电负荷曲线。
4、三者所占比例三者之间，生产用热大约占热电厂输出负荷的35％,采暖供热大约占50％,机组发电大约占15％.二、热电厂目前运行策略和控制方式1、热电厂控制的优先次序热电厂首先需要保证一汽集团的生产用热，提供适宜的生产用汽和高温水。
然后是保证一汽集团的采暖用热，提供适宜的一次网流量和供水温度.在保证一汽集团生产用热和采暖用热的基础上，提供一汽集团厂区负荷的需要,在发电负荷无法满足的情况下,还需上网购电。
论火力发电厂机组运行方式的优化摘要:火力发电厂机组运行方式决定着电厂运行的经济性和安全性。
首先介绍了调度对机组负荷控制指令的形成,然后分析了四种常用的电厂机组运行控制方式,最后基于自动发电控制理论探讨了机组运行方式的优化,指出在协调控制系统CCS和自动发电控制AGC基础上,一定要注重整个优化机组运行方式,建立更加全面的机组协调控制系统。
关键词:火力发电厂发电机组运行方式我国能源消费仍以煤为主,特别是电力行业是耗煤大户。
但是,一次能源毕竟是有限的,从环保和可持续发展的角度出发,必须改变我国电力行业对煤依赖过大的局面。
从另一方面讲,如果火力发电厂能够通过机组运行方式的优化和调整降低机组的煤耗,也是对我国建设节约型社会的重大贡献。
本文就将主要探讨火力发电厂机组运行方式的优化。
1 调度对机组负荷控制指令的形成电厂所发出负荷的大小是由调度指令所形成的,一般而言,调度对机组负荷指令的形成要经过三个过程(以600MW机组、调度负荷控制采用直接到单机的方式为例来进行说明)。
第一,调度(网调或省调)将负荷控制指令(遥调信号,量程为300MW～600MW)通过数字光纤通道发送到电厂RTU系统。
第二,电厂RTU系统通过电气信号通道(4～20mA)将调度指令传送给运行机组。
第三,运行机组将可以调节的控制指令反馈给调度(遥信信号)。
对机组而言,当接收到调度指令时,采取何种控制方式是可选的,下面就分别做一讨论。
2 电厂机组的运行控制方式分析根据电厂规程规定,600MW电厂采用的控制方式有四种,即全手动(BASE)、炉跟机模式(BF)、机跟炉模式(TF)机炉协调模式(CCS)。
机组正常运行时一般采用CCS模式,运行中如果有负荷调节一般选择滑压或定压方式。
根据不同工况或有设备发生故障时,可灵活选用BASE、BF或TF方式。
式中ACE为区域控制偏差;K为电网频率系数。
ACE控制方式有三种:定频率FFC、定联络线交换功率FTC和联络线、频率偏差控制TBC,华北电网在这种控制模式下,实现了区域间的功率控制方式。
优化运行方式改善机组经济指标摘要：通过优化机组启动过程，合理安排锅炉启动上水方式，调整辅机运行，节能调度机组运行，优化脱硫系统方式，合理配煤掺烧，从而实现降低机组的能耗，提高运行经济性的目的。
关键词：优化运行；节能降耗一、概述鸭溪发电厂装机为4×300MW，#1、2锅炉采用北京巴威公司生产的引进美国巴威公司技术的产品，为双拱型单炉膛平衡通风、露天布置、全钢架结构，一次中间再热、亚临界参数、自然循环单汽包锅炉，型号为B&WB—1025/17.4—M；#3、4锅炉为东方锅炉厂生产的引进美国CE公司技术的产品。
锅炉为双拱型单炉膛平衡通风、露天布置、全钢架结构，固态连续排渣，一次中间再热、亚临界参数、自然循环单汽包锅炉，型号为DG1025/18.2-Ⅱ15；汽轮机为汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537－8型亚临界、一次中间再热、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机，配两台汽动给水泵（正常工作汽源为四段抽汽），一台电动给水泵；脱硫系统采用贵州星云环保有限公司设计，采用技术成熟的石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫装置的主体采用一炉一塔配置。
鸭溪发电厂机组至建成投产以来，由于汽轮机热耗偏离设计值较大，机组的启动时，采用电泵上水，双风烟系统运行方式启动，启动前炉底加热投运不充分；正常运行时，机组平均负荷达不到经济负荷，而辅机运行方式不合理；脱硫系统调整方式简单，运行人员缺乏调整经验，造成厂用电率偏高，以上问题直接影响到机组能耗指标，导致供电标煤耗、厂用电率偏高，通过对能耗指标的对比分析，查找原因，组织专业人员到兄弟电厂学习调研，根据我厂的实际情况，逐步分析、试验和总结，进行了运行方式的优化工作，取得了较好的效果，形成了一整套基本的运行调整方式，保持机组在较高经济方式下运行。
二、主要运行方式优化1、给水泵运行方式优化（1）机组启动时锅炉上水方式优化。
锅炉启动上水时，尽可能少用电泵上水，而采用汽泵前置上水，当汽轮机真空建立后，锅炉点火前尽早用辅汽冲一台汽泵备用，锅炉起压后再用汽泵上水，电泵的只做备用；机组负荷至60MW 时，用四抽汽源启动另一台汽泵做备用，负荷至120MW 以上时，备用汽泵并入给水系统运行，汽源倒为四抽供汽，这样两台汽泵运行，电泵联动备用。
630MW超临界机组启停调峰运行方式的优化措施摘要：630MW 超临界机组参与电网调峰运行过程中如果控制失当，很可能就导致转子经历较大的载荷变动，大大加快转子材料的损伤累积进程，使转子提前进入危险性较高的服役后期。
安全运行和经济运行之间存在的矛盾性使机组难以科学制定运行操作过程，为提高机组运行的安全性，必须尽可能降低机组工况变化的速度，这样必然增加了机组运行的费用，在经济性上不合理，反之则提高了机组的运行风险。
关键词：630MW 超临界；汽轮机运行方式；优化；汽轮机组在调峰变工况运行时，其内部蒸汽温度的变化速率与材料承受的应力载荷存在着直接关系，要降低转子的寿命损耗，就必须降低工况的变化幅度，但是这种出于安全性的限制措施与保证机组的运行经济性相矛盾，也影响了机组及时响应电网的负荷需求。
本文分析了630MW超临界汽轮机运行方式的优化。
一、汽轮机变负荷运行的优化原理从热力循环的角度分析，影响机组经济性的主要因素有循环的热效率和汽轮机的相对内效率。
机组在低负荷运行时，当主蒸汽压力较高时，进汽节流损失大，汽轮机相对内效率较低，给水泵耗功较大，但是循环的热效率较高；当主蒸汽压力较低时，进汽节流损失小，汽轮机相对内效率较高，给水泵耗功较小，但是循环的热效率较低。
所以只有在汽轮机相对内效率提高所带来的效益大于循环热效率降低的影响时，单元机组汽轮机的绝对内效率才有可能提高。
也就是说，低负荷运行的压力参数必然存在一个最佳值，使机组在不同负荷下都保持较高的经济性。
汽轮机高中压转子的边界条件主要由换热边界条件和机械力边界条件构成。
转子与蒸汽的换热状况无法通过仪器检测获取，通常采用相似性实验对相似情况下的换热系数进行经验关系拟合计算。
由于采用高中压转子整体建模，需要计算通流各压力级、轴封等蒸汽参数和换热系数，而实际运行中仅有调节级、抽汽级、排汽级等有限蒸汽参数测点，并且汽轮机在变工况下运行时，沿通流部分各级的蒸汽流量、喷嘴动叶前后的汽温、汽压及湿度将偏离设计值。
百万机组循环水泵方式优化调整1 循环水系统概述华电莱州发电有限公司2×1000MW机组的锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的超超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，前后墙对冲燃烧方式，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，岛式布置（运转层以下封闭布置）。
汽轮机设备由东方汽轮机有限公司生产，汽轮机型号为N1000-25/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。
循环水系统采用以海水为水源的单元制直流供水系统，每台机组配有三台循环水泵，夏季三台高速泵并联运行，冬季一台高速一台低速泵运行，机组单元制运行。
春秋季两台高速泵运行方式。
2 循环水系统运行方式切换依据为提高机组运行经济性，循环水泵运行方式切换遵循以下原则：当增加循环水量时，应使汽轮机功率增量ΔN大于循环水泵功率增量ΔN＇；当减少循环水量时，应使机组功率减少量ΔN小于循环水泵功率减少量ΔN＇。
即增开循环水泵时，因机组效率提高带来的多发电量应大于循泵耗电量。
当机组负荷较高时，因凝汽器排汽热量大，增开循环水泵能够有效降低循环水温升，提高凝汽器真空。
当机组负荷较低时，排汽热量相对较少，停运循环水泵对真空的影响相对较少。
机组配套A、B(高低速)、C三台循环水泵，循环水泵不同运行方式组合有三种，循环水泵运行额定电流179A，额定功率2500（1823）kW，按照流量从大到小排列为：①三台高速泵；②两台高速泵；③一高一低速泵。
上述不同循环水泵组合方式下与循环水泵耗功见表1。
表1 循环水泵运行方式与循环水泵耗功试验结果由表1看出：单台机一高一低速泵耗功率3720kW；双高速泵运行期间，耗功率4345kW；三高速泵运行期间，耗功率6788kW,即双高泵运行较一高一低泵运行时，循环水系统耗功率增加625kW,三高速泵运行较双高速泵运行时，循环水系统耗功率增加2443kW.3 两台高速泵与三台高速泵运行方式之间的切换表2 增开第三台循泵背压变化表根据以上背压变化通过厂家提供的“背压与功率修正曲线”查得当循环水温度21.5℃时，负荷800MW，机组背压从5.87到5.53kPa,相对功率变化是-0.5%到-0.3%，升高0.2%，乘以1050MW得2100kW，即多发电2100kW（煤耗降低0.738g/kWh）；增开循泵的2443kW（煤耗增加0.858g/kWh），总煤耗升高0.12g/kWh，是不合算的；负荷900MW，机组背压从6.66到6.21kPa,相对功率变化是-0.8%到-0.55%，升高0.25%，乘以1050MW得2625kW，即多发电2625kW （煤耗降低0.820g/kWh）；增开循泵的2443kW（煤耗增加0.763g/kWh），总煤耗降低0.057g/kWh是合算的；当循环水温度23℃时，负荷800MW，机组背压从6.09到5.45kPa,相对功率变化是-0.54%到-0.2%，升高0.34%，乘以1050MW 得3570kW，即多发电3570kW（煤耗降低1.254g/kWh）；增开循泵的2443kW（煤耗增加0.858g/kWh），总煤耗降低0.40g/kWh，是很合算的。
超超临界机组优化运行的实施超临界机组是指蒸汽参数处于临界状态以上，但未达到超临界状态的燃煤机组。
超临界机组采用高参数、高效率、低排放技术，具有节能、降耗、减排的优势。
为了实现超临界机组的最佳运行效果，需要对机组进行优化运行。
本文将分析超临界机组优化运行的实施方案，并进行详细阐述。
超临界机组具有以下几个运行特点：1. 高参数：超临界机组采用较高的高温高压蒸汽参数，提高了煤的热效率，减少了煤耗。
2. 高效率：超临界机组燃烧热效率高达40%以上，比传统的燃煤机组效率提高了10%左右。
3. 低排放：超临界机组采用先进的燃烧技术和脱硫、脱硝等环保设施，大大降低了排放量，符合环保要求。
4. 高可靠性：超临界机组设备先进，具有较高的可靠性和稳定性，运行寿命长。
以上特点说明了超临界机组具有先进的技术和运行性能，但是要实现最佳的运行效果，还需要进行优化运行。
1. 燃料控制优化：根据机组负荷和燃烧特性，合理控制燃煤的供给量和燃烧方式，保证燃煤燃烧的充分和平稳。
2. 蒸汽参数优化：根据外部环境变化和负荷需求，调整蒸汽参数，提高机组的热效率和能量利用率。
3. 运行方式优化：根据负荷变化和电网需求，选择最优的机组运行方式，保证电网供需平衡和运行稳定。
4. 设备状态优化：通过设备状态监测和维护，保证设备运行在最佳状态，延长设备使用寿命和降低故障率。
5. 环保排放优化：根据环保要求和排放监测，采取有效的污染物减排措施，保证排放水平在合格范围内。
以上内容是超临界机组优化运行的主要方面，下面将详细阐述实施方案。
1. 软件系统优化：采用先进的机组控制系统和优化软件，实现对机组运行参数、状态的实时监测和调整。
通过智能化的数据分析和运算，对机组运行进行优化调整，提高运行效率和稳定性。
2. 模型仿真优化：建立超临界机组的数学模型，包括燃烧模型、热力模型、动力学模型等，通过模拟仿真分析，找到最佳的运行参数和工况，为实际运行提供参考和指导。
分析电网调度运行方式优化措施电网调度运行方式的优化措施是为了提高电网运行的效率和稳定性，保证电力供应的可靠性和安全性。
以下是一些常见的电网调度运行方式优化措施。
1. 灵活调度发电机组：根据负荷需求的变化，调整发电机组的出力，使发电能够满足实际负荷的需要。
通过实时监测负荷情况和发电机组的运行状态，可以实现对发电机组的灵活调度，从而提高利用率和效益。
2. 提高输电线路的载流能力：通过优化输电线路的线型和参数，提高输电线路的载流能力，减少输电损耗。
还可以采用智能输电设备，如智能变压器和智能开关等，实现对输电线路的实时监测和控制，以保障输电线路的安全运行。
3. 加强对电力市场的监控和调度：建立电力市场调度中心，进行电力市场的监控和调度，根据市场需求和电力供应情况，制定合理的调度方案，平衡供需关系，保证电网的稳定运行。
4. 推广微电网和分布式能源系统：建立微电网和分布式能源系统，将分散的能源资源进行整合，实现电能的灵活调度和配置。
通过优化微电网的运行和能量管理，提高电网的可靠性和稳定性。
5. 强化对电力设备的维护和管理：加强对电力设备的维护和管理，定期进行检修和保养，及时处理设备故障和异常情况，确保电网设备的正常运行，提高电网的可靠性和安全性。
6. 智能化运行和管理：利用先进的信息和通信技术，实现对电网运行和管理的智能化。
通过建立电网智能监控系统和运行管理平台，实现对电力设备和负荷的实时监测和控制，提高运行效率和灵活性。
7. 加强对新能源的接纳与利用：近年来，随着新能源的不断发展和推广，加强对新能源的接纳和利用已成为电网调度运行的重要优化措施。
通过优化新能源的并网策略和调度方案，实现对新能源的有效利用，提高电网的可持续发展能力。
通过灵活调度发电机组、提高输电线路的载流能力、加强对电力市场的监控和调度、推广微电网和分布式能源系统、强化对电力设备的维护和管理、智能化运行和管理以及加强对新能源的接纳与利用等优化措施，可以提高电网调度运行方式的效率和稳定性，保障电力供应的可靠性和安全性。
机组运行方式的优化
1 前言
汽轮发电机组为核心的大型发电厂是能源转换的重要方式，又是消耗一次能源的大户。
汽轮发电机组在能量转换过程中，由于存在着各种能量损失，燃料具有的能量不可能全部转变为发电机发出的电能，因此，通常用各种效率和热经济指标来衡量、评价机组中能量转换过程的完善程度。
影响机组热经济性的因素很多，归纳为：主要设备的内在性能和机组运行管理水平。
就电厂而言如何提高发电机组的经济性，关键在于优化机组的运行方式，减小机组运行的节流损失，有效提高机组的运行参数。
2 机组滑压运行的优势
纯滑压运行的汽轮机，由于没有低效率的调节级，不仅在额定负荷时，可较定压运行热经济性提高0.4%左右，而且在低负荷时，也较定压运行的经济性为高。
单元机组的热经济性，可以近似输出净功率的循环实际效率（机组的绝对内效率）来表示，它决定于汽轮机的相对内效率、循环的热效率和给水泵的耗功。
1）两种运行方式下汽轮机的相对内效率比较如图1所示，定压运行时ηri 随负荷降低而显著下降；滑压运行时，ηri与负荷基本无关，不会随负
荷减少而降低。
这是因为滑压运行是全周进汽节流损失小、蒸汽容积流
量基本不变，漏汽损失小、末级湿度减小等。
图1：两种运行方式下汽轮机的相对内效率
2）低负荷下的循环热效率ηt，一般情况机组的滑压运行都较定压运行为低。
虽然这时再热汽温度较定压运行为高，可以使ηt有所提高，但由于
新蒸汽压力随负荷减小而降低，使ηt减小较多。
根据水蒸汽的特性，设
计工况时蒸汽参数愈低，它的下降也愈显著。
3）总的来说，机组的毛绝对内效率ηi=ηtηri，只有在蒸汽初参数足够高和负荷较低时，滑压运行汽轮机的ηi才有可能比定压运行喷嘴调节汽轮
机为高。
4）给水泵是单元机组能耗最大的辅机。
其功率约占主机容量的2%~7%。
因此降低给水泵的功率对发电的热耗和效率影响很大。
单元机组滑压运行
时，给水泵亦滑压运行，低负荷时它的压力流量都同时降低，因而耗功
将明显下降。
在50%负荷时，滑压运行给水泵的耗功仅为定压运行时的
55%。
因此在低负荷时考虑了给水泵的耗功后，机组的热经济性（净的绝对内效率）更有利于滑压运行。
图2为一台滑压运行汽轮机，相对于定压运行喷嘴调节汽轮机的热经济性比较图。
图中以净热耗率的相对值Δq来表示热经济性。
由图上可以看出：蒸汽初参数低于12.5MPa的采用滑压运行，除额定负荷附近，并没有经济性的好处；蒸汽初参数为18MPa的滑压运行汽轮机，除50%以外负荷时，均比定压运行时热耗率低；25MPa初参数的汽轮机，则在整个负荷变化范围内比定压运行喷嘴调节汽轮机的热耗率低。
图2：滑压运行汽轮机理论计算的热经济性
3 机组运行方式的确定
通过对机组滑压运行优势的分析，只有超临界机组采用全周滑压运行方式具有好的经济性。
而对于亚临界机组，从机组的经济性、稳定性和安全性等方面综合考虑采用定-滑-定的综合滑压运行方式更为合适，通过修正机组的初压曲线使机组达到最佳运行状态更具有实质性意义。
国产300MW~600MW级采用喷嘴节流调节的亚临界汽轮机组通常所采用综合滑压运行方式，在0~40%和90%~100%工况范围内为定压运行，在40%~90%工况范围内为滑压运行，综合滑压运行方式为两种情况：第一种情况是具有恒定的节流调节量10%，实际滑压与自然滑压的比值为1.1，即Pact=1.1Pnat；第二种情况是实际滑压和自然滑压有5%~10%的平移，即Pact=Pnat+5%~10%，具有5%~10%的节流调节量。
如图3所示：
图3：机组滑压运行方式
确定机组采用哪种滑压运行方式的依据是根据机组采用顺序阀运行时调节阀的开度。
对配置四个调节阀的汽轮机组，滑压起点通常分为二阀起滑、三阀起滑和四阀起滑。
滑压曲线如图4所示：
图4：不同滑压点曲线
相同的负荷三阀起滑的主汽压力比二阀起滑的主汽压力低，相应给水泵耗功少，但整个循环热效率低。
四阀起滑的主汽压力比三阀起滑的主汽压力更低，相应给水泵耗功更少，但整个循环热效率更低。
因此不同滑压方式在各个负荷下的经济性如何主要看循环效率降低与给水泵耗功减少谁占优势。
大量试验表明，二阀起滑经济性最好。
在负荷小于90%THA时，有二个阀开启，第三和第四个阀关闭，滑压运行时开启的二个阀也都处于全开情况下，因此节流损失小。
在90%负荷以上二个阀全开，第三个阀开始开启，在100%THA工况三个阀基本处于全开位置，节流损失小；在负荷变化时，第三个阀门顺序开大或关小，只有第三个阀处于非全开状态而存在节流损失，因此对整个机组来说有较小的节流损失。
当负荷大于100%THA时，有三个阀全开，第四个阀处于非全开状态，也有较小的节流损失。
4 机组滑压运行曲线的汽耗率修正
通常根据机组的负荷指令确定滑压运行方式后，机组在设计工况下运行具有最好的经济性，但由于机组运行参数的变化，如蒸汽温度的变化、背压的变化，特别是目前广泛投运的空冷机组，背压受季节、环境温度、风力、风向、湿度等因素的影响变化较大，机组的汽耗率增加，使机组在滑压运行时，第三阀就处于非全开状态，增加了机组滑压运行时的节流损失，不利于机组的经济运行。
确定机组的滑压运行方式，并适应机组运行参数的变化，保证机组最佳的经
济性，曾提出过多种不同的方法，如热力试验，采用蒸汽流量取代机组负荷指令确定压力定值，采用机组的背压或循环水温度进行压力修正等等，都与机组的控制原理相违背或者不利于工程实施。
汽轮机的经济性指标是以其进汽量和进汽压力匹配为基础的，笔者提出的利用汽耗率对机组的滑压运行曲线进行修正，保证了机组滑压运行的最好经济性。
通常在协调控制系统中，根据自动控制原理机组的滑压运行曲线是根据机组的负荷指令形成的，当机组的汽耗率发生变化时，根据机组的汽耗率修正机组的滑压比例，始终保证汽轮机组的进汽量与机组的进汽压力相匹配，始终保证高压调汽门运行在最佳的工作点，保证机组运行较小的节流损失和控制系统的稳定。
即：
⎥⎦
⎤⎢⎣⎡∆-⨯⎥⎦⎤⎢⎣⎡++=t n t t U S T S T N D N P 100100)1(1)1(12100，如图5所示： 式中：
P 0：压力设定值
N 0：负荷指令
N t ：机组负荷
D t ：主汽流量
ΔU t ：节流量
5 结论
利用汽耗率对机组运行方式的优化，效果显著，机组的汽耗率每增加1%，通过对机组运行曲线的优化，可提高主汽压力0.1667MPa ，机组的热耗降低5KJ/KWh ，约降低煤耗0.25g/KWh 。
如图5所示：
图5：压力设定值汽耗率修正运行曲线。
